Файл: 1. Ознакомление с районом практики.docx

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%).

Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28% Проницаемость изменяется от 1,3*10-3 до 2735*10-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100 *10-3 до 500*10-3 мкм. Участки с проницаемостью менее 100*10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.

Коллекторские свойства пласта АСЮ определялись также по данным ГИС Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10-3 до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2 Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС&, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Яндарской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, собпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13,14.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.

В подсчете запасай газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.

Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72x22 км, высоту нефтяной оторочки 17м, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 м, Январской - 48 м, Востокинской - 43 м.

Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при

среднем значении 24,3% (24 %).

---

Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26%, у 13% пород -более 26%. Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10-3 мкм и изменяется от 1,1*10-3 до 1830* 10-3 мкм2. Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100* 10-3 и 500* 10-3 мкм2, проницаемость более 500*10-3 мкм2 характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 100*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.
2.5 Коллекторские свойства продуктивного пласта
Коллекторские свойства пласта определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 10-3 мкм2

Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4…8 до 24 метров. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения.

Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от ТайбинскоТаняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанности пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2…1,0. Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов 1994 года залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 километров.

---

Основная залежь представлена нефтяной оторочкой подстилающего типа с газовой шапкой и подошвенной водой. Газовая шапка приурочена к центральным частям структур. Чистонефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС11 связаны с водонефтяной, газонефтяной и газоводонефтяной зонами.

Размеры залежи в пределах основной площади 57х19 километров, высотой нефтяной оторочки 15…17 метров, высотой газовой шапки на Лянторской структуре – 44 метров, Январской – 35 метров, Востокинской – 18 метров. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22 метров при среднем значении 7,5 метров. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 метров.

Газовые шапки небольших размеров на Лянторском поднятии последовательно окаймляются газонефтяной и газоводонефтяной зонами. На Январском и Востокинском поднятиях чистогазовая зона выделяется в единичных скважинах. Водонефтяная зона приурочена к краевой части залежей и имеет максимальное развитие в прогибах между поднятиями.

Подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа на 94,6% площади; толщина глинистого раздела на уровне ГНК менее 3-х метров. Неконтактные нефтенасыщенные толщины выделяются в скважинах водонефтяной и чистонефтяной зон, где в разрезе отсутствует газ и толщина глинистого раздела на уровне ВНК более 2-х метров (22,5% площади залежи).

Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 метров и более, имеющий почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24…28% Проницаемость изменяется от 1,3 10-3 до 2735 10-3 мкм2 при среднем значение 39910-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100 10-3 до 500 10-3 мкм2.

Участки с проницаемостью менее 100 10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений. Песчаный пласт АС9 выделяется в составе сангопайской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия. Эффективная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 2…4 до 16 метров.

---

2.6 Физико-химические свойства скважинной продукции
Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно-натриевого типа, лишь в восточной части месторождения – хлоркальциевого и хлормагниевого. Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. При эксплуатации месторождения, в результате нарушения первоначальных условий, на нефтепромысловом оборудовании возможно отложение угольной кислоты.

За отчетный год по месторождению добыто 6129,301 млн. м3 газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 16,6 %, по ДНС-3 -10,1 %, по ДНС-13 - 12,0 %, по ДНС-14 -9,6 %, по ДНС-20 - 8,4 % от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС - 2 - 3753 м3/т, ДНС-3 - 1146 м3/т, ДНС-13- 1694 м3/т, ДНС-14 - 2643 м3/т при среднем по месторождению 742 м3/т. В отчетном году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2008 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (в том числе одна в периодической эксплуатации), 12 - в неработающем фонде, из них 9 скважин из-за прекращения фонтанирования.

Сведения по исследованию скважин приведены в таблицах № 5.8, 5.9. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 1,8 %. Всего промыслово-геофизических исследований за 2002 год проведено 1940 при плане 1725 (115 %).
Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный год составил 22 % по добывающим и 70,2 % по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и положением газонефтяного контакта. Всего проведено исследований радиоактивными методами в 136 добывающих скважинах и 46 нагнетательных.

Для оценки выработки запасов и определения коэффициента текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 28 контрольных скважинах. Всего этим методом исследовано 35 скважин. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных.

---

Из данной опорной сети исследовано 122 скважины. Контроль за изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 138 скважинах. В 2009 году планируемый объем промы слово-гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин» составлял 4845 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4894 скважины.

Физико-химические исследования жидкости проведены в 3803 скважинах, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины, работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за технических характеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении отчетного года всего замерено этой установкой 433 скважины. Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС (1735 исследований при общем количестве – 1940).

Показатели	Ед. изм.		Пласт АС-9		Пласт AC-10		ПластAC-11		Объект AC		Пласт БС-18		Пласт БС-82		Итого
2	3		4		5		6		7		8		9		10
Добыча нефти за год	т		3639028		4299486		315415		8253929		719		3102		8257750
в т.ч. фонтан.	т		47971		19043		793		67807		67807
ЭЦН	т		3464140		4254648		314603		8033391		719		3102		8037212
ШСН	т		126917		25795		.19		152731		152731
Количество действующих
скважин в начале года	СКВ		1851		2013		143		3588		3588
в конце года	СКВ		1860		1985		139		3558		4		3562
Среднесуточная добыча
нефти за год	т/с		9969,9		11779,4		864,2		22613,5		2,0		8,5		22624,0
в начале года	"		9651,8		12076,5		863,7		22592		3,6		22595,6
в конце года	"		10120,0		11940,6		806,0		22866,6		60,6		22927,2
по нефти на конец года	т/с	5,6			6,2		5,9		6,5		28,5		6,5
в т.ч. фонтан.	"	4,0			1,4		1,0		3,3		3,3
ЭЦН	"	6,1			6,4		6,1		6,9		28,5		7,0
ШГН	"	1,7			1,1		1,7		1,7
Добыча нефти с начала
разработки	т	59134185			95088808		10403971		164626964		2151		3102		164632217
Обводненность за год	%	90,87			93,68		94,00		92,71		38,02		47,77		92,70
в начале года	%	90,71			93,39		93,86		92,49		42,86		92,48
в конце года	%	90,86			93,68		93,86		92,69		35,72		92,67
Количество
обводненных
скважин в начале года	СКВ.	1849			2013		143		3586		3586
в конце года	и	1859			1985		139		3557		4		3561
Закачка воды за год	т.мЗ	55035,762			76984,929		4726,609		136747,3		136747,3
Приемистость 1 скв.
среднесуточная	мЗ/с	266,6			327,0		392,2		336,7		336,7
Количество действующих нагнетательных скважин
в начале года	СКВ.	559			648		33		1112		1112
СКВ.	577	665			33		1139		1139

---